El presidente del directorio del CDEC-SING comenta aspectos trascendentales de la reforma al sistema, entrega detalles de cómo ha ido avanzando el trabajo para la interconexión con el CDEC-SIC en enero de 2018 y analiza el futuro impacto de las ERNC.

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Seis meses han transcurrido desde que el abogado de la Universidad Católica Eduardo Escalona (40) fuera elegido como presidente del directorio del CDEC-SING. Desde entonces, ha estado abocado a los cambios que se están haciendo en el sector, especialmente en la interconexión y en la creación del nuevo Coordinador del sistema, lo que se ha traducido en un arduo trabajo por lograr que todo el proceso salga de la mejor forma.

“Nosotros vislumbramos que es una tarea muy relevante para el país, que obliga a poner todos los esfuerzos de los equipos humanos y técnicos en cada uno de los detalles, ya que no puede haber ni un segundo de falla a la hora de producir la interconexión física entre los sistemas”, enfatiza Escalona.

El CDEC-SING realizará este 13 de noviembre el seminario “Desafíos Energéticos del Norte Grande” en la ciudad de Iquique, donde se abordarán algunos aspectos de la contingencia eléctrica nacional, que Escalona adelante en esta entrevista.

– ¿Hasta ahora, cómo ha sido el trabajo previo de todo este cambio que se avecina?
Es un desafío muy relevante para el país. Los dos CDEC han estado trabajando muy coordinadamente y junto con la CNE. Es una tarea muy significativa, que obliga a poner todos los esfuerzos para que a la hora que se materialice la unión, funcione todo perfecto.

– En la práctica, ¿qué medidas son las que han ido trabajando?
Primero, en la integración de los equipos humanos que estarán a disposición del Coordinador, desde el conocimiento personal hasta el reforzamiento de los sistemas computacionales y de las herramientas técnicas. Además, hemos focalizado las labores en el análisis de cuáles son los requerimientos adicionales que deben estar disponibles para que esto opere plenamente. Eso ha implicado reuniones permanentes, poner sobre la mesa cuáles son los distintos desafíos que implica homologar procedimientos, aplicar normas y protocolos.

– ¿Es muy distinta la operatividad de los dos CDEC?
En general, operan en términos bastante similares, tanto en ley, reglamento y, sobre todo, la norma técnica, que ha llevado a una homologación en todos los aspectos de seguridad y calidad del servicio. Si bien son diferentes, y han partido desde la diferencia hacia un proceso de homologación, en 2017 probablemente tengamos mucha más homologación y sean aspectos sumamente puntuales aquellos que requieran definiciones sobre qué modelo adoptar.

– En términos técnicos, ¿el unir los dos sistemas supone riesgos?
Toda obra humana está sujeta a riesgos, pero en el sector eléctrico existe experiencia. Esta va a estar sujeta a todos los protocolos que se desarrollan para las interconexiones de líneas eléctricas que actualmente conocemos, y con el monitoreo permanente para que no se produzcan riesgos en las operaciones, por eso, cada uno de los extremos estará disponible para operar de forma independiente si es que se produce alguna contingencia. Lo más complejo no es necesariamente la interconexión física, sino que la integración de los coordinadores y la homologación de todos los procesos necesarios para que realmente se pueda operar el sistema con el nivel de impecabilidad que se requiere.

– ¿Eso en qué etapa está?
Estamos en una etapa de diagnóstico para poder cumplir con los desafíos de la integración con tiempo a la fecha de la interconexión física. Estamos trabajando para que el 2017 el Coordinador esté en condiciones de recibir todo lo necesario, para que pueda operar a partir del 1 de enero de 2018. La etapa de diagnóstico requiere ejecuciones durante 2016 con desafíos en términos presupuestarios, una inversión, y algunas actividades que sólo se pueden desarrollar durante 2017, cuando se esté produciendo la interconexión física de la línea. Entonces, lo que ocurre en este año y pasando al 2016 es tener certeza técnica con consultorías y capacitaciones internas, para que se pueda desarrollar la operación.

– ¿Cómo ha sido la relación con el CDEC-SIC?
La relación es muy buena. En el sector eléctrico todos nos conocemos y hemos trabajado juntos, entonces las relaciones personales fortalecen el desarrollo de las tareas técnicas a las cuales estamos abocados. Estamos operando con un comité directivo en el cual estamos los CDEC, representados por los presidentes de los directorios, los directores ejecutivos y el secretario ejecutivo de la CNE, donde se apunta a consolidar la visión y las tareas generales que se deben cumplir. Por otro lado, los directorios de los dos CDEC nos reunimos periódicamente para analizar cuáles son los desafíos que tenemos, las tareas que debemos abordar en conjunto, en cuáles tenemos alguna brecha que es conveniente que nos sentemos a conversar y buscar soluciones.

– El Coordinador que se propone en la Ley de Transmisión tendrá bastantes desafíos, considerando las diferencias naturales entre los múltiples actores de un sistema que ahora será mucho más grande…
El desafío que implica esta nueva regulación es que tengamos un organismo que esté en condiciones de operar el sistema nacional con todas las sensibilidades y los resguardos para equilibrar los intereses contrapuestos naturales que se producen entre los distintos actores del sistema. Este resguardo y equilibrio que están comprometidos pasan por los objetivos funcionales que tiene un CDEC y que tendrá el Coordinador, que es velar por una operación segura, económica y con acceso abierto al sistema.

– ¿Qué opina sobre la conformación de este Coordinador?
Lo que consideramos es que, independiente de quién sea el elector y cómo esté compuesto este organismo, es fundamental que la autonomía y la independencia se preserven durante todo el desarrollo de su función, al margen de la autoridad política de turno. Por ejemplo, es muy importante tener claridad sobre las causales de remoción y que no estén sujetas a criterios políticos.

– ¿Hay algún otro espacio en que consideren que el proyecto de ley debe ser más específico?
En todos los proyectos siempre se pueden hacer mejoras. Es una discusión que está en el Congreso, pero ante todo es un buen proyecto para mejorar la transmisión y donde se abordan también otras temáticas que son necesarias para fortalecer la institucionalidad. El punto pasa por poner atención en la redacción final y en los detalles.

Interconexión regional

– ¿En el proyecto se menciona algo de interconexión internacional?
Se establecen algunas normas relativas a que el Coordinador tiene la tarea de desarrollar las interconexiones internacionales a través de las cuales se van a producir intercambios de energía, pero no hay más detalles sobre eso debido a que el primer eslabón para la toma de decisiones son acuerdos políticos que contribuyen a despejar aquello que, en términos técnicos, es absolutamente alcanzable, y donde se vislumbran intercambios de oportunidades en términos de precios de energía relevantes.

– Ustedes ya han hecho evaluaciones de interconexión… mal que mal, son el punto por donde podría materializarse algo regional.
Tal cual. El CDEC-SING tiene ya funcionando la línea Los Andes-Salta, que permite la exportación e importación de energía en cualquier momento con Argentina. Para el terremoto de Coquimbo hubo despachos desde allá para reforzar el sistema en Chile y en cualquier minuto puede ocurrir a la inversa. Y también puede haber intercambios comerciales porque conviene vender, independiente de que los sistemas estén operando.

– ¿Se puede hacer eso sin un acuerdo político previo?
Existe un permiso de exportación dado por el gobierno a la empresa Gener, que es el que está operando en ese lugar. En Argentina también están las autorizaciones y lo que ocurre es una regulación entre exportación e importación. El otro tema es la interconexión con Perú, o cómo se resolvería políticamente el tránsito de energía desde un sistema, por ejemplo Perú, por Chile, hasta Argentina. Entonces ahí se pueden producir ciertos arbitrajes de diferencia de precios que es muy bueno tener claridad sobre cómo abordarlos.

– ¿Cómo es la operación de los sistemas eléctricos en estos países vecinos?
En todos los sistemas del cordón andino, incluido Argentina, hay un coordinador, salvo el caso chileno. Brasil, entiendo que tiene zonas regionales que operan de forma distinta. Y Brasil está interconectado con Argentina, entonces el día que Chile esté interconectado con Argentina, con exportaciones más allá del uso de la línea específica, también va a estar al alcance de la mano el que podamos tener intercambio con Brasil.

– El clima político da más incertidumbres que certezas para lograr este tipo de acuerdos…
Como CDEC debemos anticiparnos a los desafíos de la integración regional, las interconexiones ya las tenemos, se pueden desarrollar, y vamos a lograrlo el día que sea necesario. Respecto de las variables políticas, sociales, estratégicas, nosotros vamos a estar en primera fila para cuando se necesite la interconexión.

Energías renovables

– Volviendo a los cambios al sistema de transmisión, ¿cómo han estado enfrentando ustedes las dificultades para incluir las ERNC en el sistema?
Nos hemos anticipado con estudios de integración de ERNC, que nos han permitido evolucionar y observar que es posible una penetración bastante significativa en el norte de Chile y, aprovechando la interconexión con el SIC, el que se pueda evacuar esa energía. Un desafío relevante para los próximos años es que comiencen a operar los servicios complementarios que van a permitir algunas certidumbres. Y también porque en el norte tenemos un sistema termoeléctrico relevante, por lo que existen respaldos suficientes para los escenarios de salida por las intermitencias naturales de las ERNC.

– Pero detener y echar a andar una termoeléctrica tiene sus costos…
Ahí está la experiencia y habilidad técnica de los CDEC. Hemos logrado aprovechar la energía renovable que se está insertando en el sistema, manteniendo los costos marginales en torno a US$ 56, lo que es bastante competitivo. Además, la oportunidad de la interconexión SING-SIC para aprovechar hidroelectricidad va a formar un mix muy atractivo para poder aplanar los precios.

– ¿Es alcanzable la meta del 70% de ERNC al 2050?
Esa meta es considerando la hidroelectricidad. Son desafíos para el país de largo plazo, pero que la evolución del desarrollo de todos estos sistemas y las tecnologías disponibles dicen que se pueden cumplir.

Fuente/quepasamineria/
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